马鑫

（国网宁夏电力有限公司电力科学研究院，宁夏银川 750011）

0 引言

大力发展新能源，构建以新能源为主体的新型电力系统[1]是助力国家“碳达峰·碳中和”战略目标的必然选择[2-3]。考虑“十四五”期间电源装机、负荷水平增长，风电、光伏等随机性、波动性电源占比的增加，进一步加深了电网电量总体富余但时空分布不均的特征[4]，致使午间光伏大发期间新能源出力超过电网调峰能力和局部断面送出能力而被迫弃电，晚高峰新能源小发期间无法满足电网内部供电及外送需求，导致需通过省间断面购电或采取回降直流功率等措施，电力平衡安排和新能源消纳愈加困难。为此，需大范围配置灵活性资源跟随负荷变化，并平衡新能源出力的大幅波动[5-6]。作为灵活性资源中建设周期短、见效快的措施[7]，火电机组灵活性改造[8-9]、多类型储能装置[10-11]及需求侧响应[12]受到广泛关注并被大规模应用于高比例新能源接入地区。

面对电力平衡紧张和新能源消纳困难的挑战，部分学者及专家针对电力平衡及灵活性资源容量配置进行了深入研究：文献[13-15]基于储能容量对新能源消纳的影响分析，提出了提升新能源消纳的电力系统储能容量配置策略；文献[16]提出基于设备运行寿命内最优经济性考虑的梯次电池储能系统容量配置方法；文献[17-18]提出储能与电网或是新能源的联合规划，提高了新能源消纳水平及电网运行的频率安全性；文献[19-20]提出计及供电可靠性的储能电站选址定容规划方法，利用储能设备提高了电力系统负荷供电的可靠性；文献[21-22]提出基于电力平衡分析的储能电站规划方法，利用储能设备提高了电网运行的灵活性。以上文献通过典型场景或是随机生产模拟，实现了需求侧响应或多类型储能装置容量的优化配置，但均未同时考虑全时序场景下电网电力平衡需求及新能源消纳需求，无法实现灵活性资源对电源出力不确定性和负荷增长的平衡及匹配。

综上所述，针对高比例新能源接入、多直流送端电网中长期发展面临的电力平衡紧张问题，需在新建直流规划过程中考虑其电力平衡需求及新能源消纳需求，在实际电网运行场景中基于全时序生产模拟进行经济性测算，优化需求侧响应及多类型储能装置配置容量，引导多类型储能装置、需求侧响应等电网灵活性调节资源有序发展，提升电网灵活性调节能力，全力保障电力可靠供应及直流外送和新能源高比例消纳。

1 灵活性资源全时序生产模拟配置方法

未来风电、光伏装机容量将成为网内第一大电源，其出力占电源总出力的比例越来越高，但由于其出力的波动性，使其不易纳入宏观层面的电力平衡测算，需要开展精细度更高的电力平衡及调峰需求测算。实际运行中大量风电出力、光伏出力、水电出力、负荷数据、调峰数据、直流曲线等历史数据，为基于全时序生产模拟的电力平衡与新能源消纳需求测算的开展及其灵活性资源配置策略的提出创造了条件。

1.1 电力缺口需求新能源受阻电力计算

受制于火电最小技术出力[23]，新能源总出力PN小于新能源消纳空间。其中，新能源消纳空间等于电网总负荷PL+直流总送出功率PHVDC-水电出力PW-电网总调峰深度∑fkSH,k；同时，受新能源多级送出断面制约，新能源总出力PN往往小于其理论最大可发出力eSN，如式（1）所示：

式中：fk—具备调峰能力机组的调峰深度；

SH,k—具备调峰能力机组的装机容量；

k—具备调峰能力的机组；

e—考虑多级断面受阻后的新能源理论最大同时率；

SN—新能源总装机容量。

在新能源出力较小时段内，若火电机组最大出力无法满足负荷供应时，将产生电力缺口，因此火电总出力PH≤火电总出力空间。其中，火电总出力空间=电网总负荷PL+直流总送出功率PHVDC-水电出力PW-新能源实际总出力PN；同时，受制于实际开机容量（受机组检修及出力受阻影响），火电总出力PH往往小于其最大可调容量（即火电总容量-检修容量-受阻容量），如式（2）所示：

式中：ST,k—火电机组的受阻容量（受煤质差或设备老旧或送出断面受限）；

SJ,k—火电机组的检修容量，若其停机则其检修容量为其容量。

1.1.1 电力缺口需求计算

随着负荷持续增长及新能源出力波动幅度持续加大，考虑火电机组检修及出力受阻后，将存在较大电力缺口。此时，电力缺口PD=电网总负荷PL+直流总送出功率PHVDC-水电出力PW-新能源总出力PN-火电总出力PH，如式（3）所示：

1.1.2 新能源受阻电力计算

考虑电网调峰能力限制后，部分时段新能源出力将存在较大的受阻。此时，新能源受阻电力PX=新能源理论最大可发出力eSN-新能源总出力PN，如式（4）所示：

图1 累计缺口电量及新能源受阻累计弃电量

通过上述方法，对每15 min 一个点，全年35 040个点进行电力平衡计算，得到全年中每15 min的电力缺口和新能源受阻电力数据。对连续出现的每15 min 电力缺口进行积分，得到全年发生电力缺口的累计缺口电量、发生次数、发生时段及持续时长。对发生电力缺口的累计缺口电量及持续时长进行统计分析，可得到全年发生的单次最大累计缺口电量、不同累计缺口电量的概率、电力缺口最大持续时长和不同持续时长的概率。

同样地，对连续出现的新能源受阻电力进行积分，得到全年发生新能源受阻的累计受阻电量、发生次数、发生时段及持续时长。对发生新能源受阻的累计受阻电量及持续时长进行统计分析，可得到全年发生的单次最大累计受阻电量、不同累计受阻电量分布的概率、新能源受阻最大持续时长和不同持续时长的概率。

1.2 灵活性资源全时序生产模拟的概率配置

受制于电力缺口的累计缺口电量、持续时长，储能装置的配置容量与储能装置放电时长的乘积应大于一定概率限额的累计缺口电量值。受制于新能源累计受阻电量及持续时长，储能装置的配置容量与储能装置充电时长的乘积应该大于一定概率限额的新能源累计受阻电量。

由于电力缺口的累计缺口电量和新能源累计受阻电量均大小满足正态分布，其数值越大，对应发生的概率越小。为满足所有电力缺口或解决所有新能源受阻，储能装置需配置的容量较大且利用率较低；因此，需通过一定概率限额对应的累计缺口电量或累计受阻电量，综合考虑电力平衡需求,新能源利用率提升需求和储能利用小时数，最终给出满足一定概率条件下的累计缺口电量或累计受阻电量需要的储能容量。

储能容量确定后，剩余无法满足的累计缺口电量需通过省间电力互济或需求侧响应进行满足。省间电力互济能力与需求侧响应容量为互补关系，若省间或区域间无潮流互济能力时，应通过需求侧响应以满足电力平衡需求。由于实际调控运行策略存在不确定性，准确评估需求侧响应的配置容量存在较大难度。较为合理的方案是通过电网电力平衡能力评估以确定需求侧响应的配置容量，以满足所有电力缺口及调用需求侧响应功率最小为原则，优先采取储能装置放电以满足部分电力缺口，采取需求侧响应覆盖其余电力缺口。受制于单次电力缺口的累计缺口电量及持续时长，单次电力缺口需要配置的需求侧响应容量与单次电力缺口的持续时长之积应等于累计缺口电量值减去储能装置单次最大放电量。为满足所有电力缺口，需求侧响应的配置容量SR应大于每一次电力缺口需要配置的需求侧响应容量，如式（5）所示：

式中:Wi—第i次发生电力缺口的累计缺口电量;

△ti—第i次电力缺口的持续时长;

Fi—储能装置单次最大放电量，其值小于储能装置的最大放电功率Pf,max与单次电力缺口的持续时长之积，且小于储能装置的最大放电深度Ef,max，其公式如式（6）所示：

2 算例分析

利用水电、风电、光伏、负荷、直流外送功率历史曲线，经过数据处理后，生成未来规划年的运行曲线，通过每日96 点、每年35 040 点的数据对2025年全年电力平衡进行精确模拟测算。

全年单时段累计缺额电量分布情况如图2所示。全年单时段累计缺额电量主要集中在单日19：00-07：00 时段，且最大单时段累计缺额电量出现在单日的20：00。

图2 全年单时段累计缺额电量分布

全年月度累计缺额电量分布情况如图3 所示。全年各月累计缺额电量主要集中在4-9月以及12-1月份部分时段，且最大累计缺额电量出现在12月份。

定论已下，我再也没有力量去为自己说些什么了。这个男人冷漠而又不失礼节的口吻，让我清楚地意识到，自己的表现已经糟糕得甚至不值得让他去征求一下皮埃尔先生的意见。

图3 全年各月累计缺额电量分布

全年缺额电力分布情况如图4所示。缺额电力发生次数大部分集中在3 GW 以内，约占缺额电力总发生次数的80%，4 GW以内的电力缺额发生次数占总次数的93%。

图4 缺额电力分布情况

全年单时段新能源累计受限电量分布情况如图5所示。全年单时段新能源累计受限电量主要集中在单日8：00-16：00 时段，且最大单时段累计缺额电量出现在单日11：00。

图5 全年单时段新能源累计受限电量分布柱状图

月度新能源累计受限电量分布如图6 所示。全年各月新能源累计受限电量主要集中在1-7、9-12 月份部分时段，且新能源累计受限电量出现在2月份。

图6 全年各月新能源累计受限电量分布

对新能源受限电力分布情况进行统计分析，如图7所示。新能源受限电力大部分集中在3 GW以内，其中3 GW 以内新能源受限电力占总受限次数的70%；90%总受限次数的新能源受限电力在5 GW以内。

图7 新能源受限电力分布情况

全年202个时段存在电力缺额，连续缺额时段最长可达12.75 h，最短为0.25 h。最大连续累计缺额电量达23.43 GW·h，连续缺额时长12.75 h。累计缺额电量累计概率如图8所示。

图8 连续时间累计缺额电量累计概率曲线

储能电站按2 h 放电时长考虑，为满足不同概率场景的电量缺额，储能电站及省间互济或需求侧响应配置需求容量如表1 所示。考虑满足90%概率场景的电量缺额需求，需配置储能容量6 GW。考虑6 GW 储能容量配置后，需配置需求侧响应容量1.73 GW，以满足储能装置无法满足的剩余累计缺口电量。

表1 考虑电力平衡需求的灵活性资源配置容量

经测算全年366个时段存在新能源出力受限，连续受限时段最长可达15.5 h，最短为0.25 h；新能源最大连续受限电量86.14 GW·h，最大连续受限时长15.5 h。新能源累计受限电量累计概率如图9所示。

图9 连续时间新能源累计受限电量累计概率曲线

储能电站按2 h 充电时长考虑，为缓解不同概率场景的新能源受限，储能电站配置需求容量如表2 所示。考虑满足80%概率场景的新能源受阻缓解需求，需配置储能容量6.5 GW。

表2 考虑新能源消纳需求的灵活性资源配置容量

综上可知，考虑6 GW 储能容量配置后，满足78%概率场景的新能源受阻缓解需求，新能源消纳率可达95%以上。

考虑经济发展趋势，可预见我国用电负荷仍将保持中速增长；能源禀赋条件决定了我国必须进行能源转型，大力发展新能源。通过实际电网运行场景中电力平衡需求及新能源消纳压力的经济性测算，优化需求侧响应及多类型储能装置配置容量，实现灵活性资源对电源出力不确定性和负荷增长的平衡及匹配，提升电网灵活性调节能力。

3 结语

针对高比例新能源接入、多直流送端电网中长期发展面临的电力平衡紧张问题，提出考虑新建直流规划电力平衡需求及新能源消纳需求的灵活性资源配置方法，基于全时序生产模拟的经济性测算，为满足连续时间的累计缺口电量及新能源受阻累计弃电量，优化需求侧响应及多类型储能装置配置容量，实现灵活性资源对电源出力不确定性和负荷增长的匹配，引导多类型储能装置、需求侧响应等电网灵活性调节资源有序发展，全力保障电力可靠供应和新能源高比例消纳。